Reporte Anual del Mercado Eléctrico Mayorista

2016

Presentado por: Monitor Independiente del Mercado

ESTA International, LLC Instituto Politécnico Nacional

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Proyecto: Monitoreo del Mercado

Entregable Reporte Anual

Título: Reporte Anual del Mercado Eléctrico Mayorista 2016

Fecha:

Autor: Gabriel Roldán Alonso Fecha de creación: 08/03/17

Revisado por: Mario DePillis Fecha de revisión: 10/03/2017

Aprobado por SENER: Fecha de aprobación:

Control de Distribución:

Distribución no restringida Distribución solo después de permitido por la unidad responsable / patrocinador del proyecto Estrictamente confidencial.

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Revisión No.: Revisión hecha por: Fecha de entrega: Descripción:

1 Nidia Grajales 19/06/2017 Revisión de documento

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ÍNDICE

Lista de acrónimos ................................................................................................................................ 1

1. Introducción.................................................................................................................................... 3 1.1. Diseño del mercado .................................................................................................................................................. 3 1.2. Comportamiento de los Participantes del Mercado ................................................................................... 4 1.3. Desempeño del mercado ........................................................................................................................................ 5 1.4. Determinaciones del CENACE .............................................................................................................................. 5

2. Diseño del mercado ...................................................................................................................... 7 2.1. Apertura del mercado ............................................................................................................................................. 7 2.2. Participación en el MEM ......................................................................................................................................... 8

2.2.1. Generador ..................................................................................................................................................................... 8 2.2.2. Usuario Calificado Participante del Mercado .............................................................................................. 8 2.2.3. Suministrador de Servicios Básicos .................................................................................................................. 9 2.2.4. Suministrador de Servicios Calificados ........................................................................................................... 9 2.2.5. Suministrador de Último Recurso ...................................................................................................................... 9 2.2.6. Comercializador No Suministrador .................................................................................................................. 9

2.3. Estructura del mercado ........................................................................................................................................ 10 2.4. Recomendaciones ................................................................................................................................................... 13

3. Comportamiento de los Participantes del Mercado ....................................................... 15 3.1. Ofertas presentadas por los Participantes del Mercado ......................................................................... 15

3.1.1. Estatus de asignación ........................................................................................................................................... 16 3.2. Evaluación de Consistencia de Ofertas ........................................................................................................... 17

3.2.1. Resultados de la evaluación .............................................................................................................................. 19 3.3. Revisión de Parámetros de Referencia .......................................................................................................... 23

3.3.1. Resultados de la revisión ..................................................................................................................................... 24 3.4. Ofertas de Generación entre el MDA y el AUGC .......................................................................................... 26 3.5. Recomendaciones ................................................................................................................................................... 31

4. Desempeño del mercado .......................................................................................................... 32 4.1. Publicación de precios .......................................................................................................................................... 32 4.2. Principales determinantes de los PML ........................................................................................................... 34

4.2.1. Demanda de energía eléctrica ......................................................................................................................... 38 4.2.2. Tasa de calor implícita ........................................................................................................................................ 39 4.2.3. Precios de combustibles fósiles ........................................................................................................................ 40 4.2.3.1. Combustóleo ............................................................................................................................................................. 41 4.2.3.2. Gas natural ................................................................................................................................................................ 42 4.2.4. Disponibilidad de gas natural en el sureste ............................................................................................... 46 4.2.5. Saturación de Enlaces y Congestión en el SIN .......................................................................................... 47

4.3. PML negativos .......................................................................................................................................................... 55 4.4. Precios de Servicios Conexos ............................................................................................................................. 58

4.4.1. Evolución .................................................................................................................................................................... 59 4.4.2. Precios de reserva durante escasez ............................................................................................................... 62 4.4.3. Precios de Servicios Conexos vs requerimientos de reserva ............................................................... 63 4.4.4. Curvas de demanda de reserva operativa................................................................................................... 68

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4.4.5. Curva de Reservas en el CENACE .................................................................................................................... 70 4.5. Conclusiones y recomendaciones .................................................................................................................... 71

5. Determinaciones del CENACE ................................................................................................. 73 5.1. Insuficiencia de generación en el Mercado del Día en Adelanto ......................................................... 73 5.2. Posibles causas de disminución en generación hidroeléctrica ............................................................ 76

5.2.1. Pronóstico inferior de carga ............................................................................................................................. 76 5.2.2. Salidas de operación forzosa ............................................................................................................................ 76 5.2.3. Incertidumbre de previsión de generación eólica ................................................................................... 77 5.2.4. Modificación de los pronósticos de CIL ........................................................................................................ 78 5.2.5. Control de frecuencia............................................................................................................................................ 79 5.2.6. Otras causas .............................................................................................................................................................. 80

5.3. Conclusiones y recomendaciones .................................................................................................................... 81

6. Bibliografía .................................................................................................................................... 82

Anexo A. Estimación de Precios de Referencia ......................................................................... 84

Anexo B. Cálculo de PML negativos ............................................................................................... 86

Anexo C. Análisis estadístico SIN ................................................................................................... 92

Anexo D. Análisis estadístico BCA .............................................................................................. 104

Anexo E. Análisis estadístico BCS ............................................................................................... 112

LISTA DE GRÁFICAS Gráfica 1 Capacidad Instalada por modalidad de generación ..................................................................................... 11 Gráfica 2 Separación horizontal de la actividad de generación de la CFE .................................................................. 12 Gráfica 3 Número de Ofertas del 27 de enero al 31 de diciembre de 2016 ................................................................. 16 Gráfica 4 Comparativo de estatus de asignación Tecnología térmica vs hidroeléctrica .............................................. 17 Gráfica 5 Cronograma de procesos para la Evaluación de Consistencia de Ofertas .................................................. 18 Gráfica 6 Rechazo de ofertas 27 de enero al 31 de diciembre de 2016 ...................................................................... 20 Gráfica 7 Porcentaje de los motivos de rechazo de ofertas ......................................................................................... 21 Gráfica 8 Porcentaje de Ofertas por tipo de rechazo 27 de enero al 31 de diciembre de 2016 ................................... 22 Gráfica 9 PML vs PML con recálculo en el SIN ........................................................................................................... 23 Gráfica 10 Comparativo de Límites de Despacho Económico Mínimos UCE con tecnología térmica convencional ... 25 Gráfica 11 Comparativo de Límites de Despacho Económico Mínimos UCE con tecnología térmica turbogás .......... 26 Gráfica 12 Comparativo de Generación entre el MDA vs tiempo real, mayo de 2016 ................................................. 27 Gráfica 13 Variación promedio horaria de generación entre el MDA y el AUGC ......................................................... 28 Gráfica 14 Variación promedio horaria de generación por tipo de oferta ..................................................................... 29 Gráfica 15 Variación entre las ofertas de UCE con tecnología térmica en MDA y AUGC ........................................... 30 Gráfica 16 SIN: Publicación de resultados para el MDA .............................................................................................. 32 Gráfica 17 BCA: Publicación de resultados para el MDA ............................................................................................ 33 Gráfica 18 BCS: Publicación de resultados para el MDA ............................................................................................ 34 Gráfica 19 SIN: PML y sus componentes .................................................................................................................... 37 Gráfica 20 Distribución de PML promedio y PML máximo Enero – diciembre ............................................................. 38 Gráfica 21 PML y carga asignada diaria (promedio móvil de 7 días) .......................................................................... 39 Gráfica 22 Correlación PML diario vs tasa de calor implícita ....................................................................................... 40 Gráfica 23 Combustibles fósiles para generación en 2016 .......................................................................................... 41

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Gráfica 24 Precios nacionales de combustóleo en 2016 ............................................................................................. 42 Gráfica 25 Precios nacionales de gas natural en 2016 ................................................................................................ 43 Gráfica 26 Precios internacionales de gas natural en 2016 ......................................................................................... 44 Gráfica 27 Inyección de gas natural en el sureste de México ...................................................................................... 47 Gráfica 28 Porcentaje de enlaces saturados por gerencia de control regional: ........................................................... 48 Gráfica 29 Horas con enlaces saturados y valor máximo del CC Mensual.................................................................. 49 Gráfica 30 Horas con enlaces saturados y valor máximo del CC Gerencia de control regional .................................. 50 Gráfica 31 Horas del día: saturación de enlaces y CC máximo ................................................................................... 51 Gráfica 32 Horas del día: saturación de enlaces y CC máximo Gerencia de control regional ..................................... 52 Gráfica 33 Principales enlaces saturados .................................................................................................................... 53 Gráfica 34 Enlace 6-6 ENL RAP-PMY+GUE-CPY ....................................................................................................... 54 Gráfica 35 SIN: precios máximos de Servicios Conexos enero-noviembre 2016 ($/MWh) ......................................... 60 Gráfica 36 BCA: precios máximos de Servicios Conexos enero-noviembre 2016 ($/MWh) ....................................... 61 Gráfica 37 BCS: precios máximos de Servicios Conexos abril-noviembre 2016 ($/MWh) ......................................... 62 Gráfica 38 SIN: precios máximos de Servicios Conexos y PML máximos junio-agosto 2016 ($/MWh) ..................... 64 Gráfica 39 SIN: Correlación PML vs precios de RR10 ................................................................................................. 64 Gráfica 40 Requerimientos de RR10 Zona 1 vs PML promedio (Occidental) ............................................................. 65 Gráfica 41 Requerimientos de RR10 Zona 3 vs PML promedio (Noreste) ................................................................. 66 Gráfica 42 Precios de RR10 Zona 2 vs PML promedio (Oriental) .............................................................................. 67 Gráfica 43 Precios de RR10 Zona 4 vs PML promedio (Noroeste) ............................................................................ 67 Gráfica 44 Curva de demanda de reserva operativa (MISO) ....................................................................................... 69 Gráfica 45 Curva de demanda de reserva operativa (PJM) ......................................................................................... 69 Gráfica 46 Curva de demanda de reserva operativa (ERCOT) ................................................................................... 70 Gráfica 47 Curva de demanda de reserva operativa Propuesta por el CENACE ........................................................ 71 Gráfica 48 Uso y pronóstico de energía hidroeléctrica almacenada ............................................................................ 75 Gráfica 49 Salidas de operación forzosa vs uso de generación hidroeléctrica diciembre 2016 .................................. 77 Gráfica 50 Pronósticos de AUGC y MDA vs generación eólica en tiempo real 28 de septiembre de 2016 ................. 78 Gráfica 51 Despacho de energía hidráulica: MDA vs tiempo real ................................................................................ 79 Gráfica 52 Uso de generación hidroeléctrica vs Ofertas de CIL .................................................................................. 80 Gráfica C.1. SIN: PML y sus componentes ................................................................................................................ 103 Gráfica D.1. BCA: PML y sus componentes: ............................................................................................................. 111 Gráfica E.1. BCS: PML y sus componentes............................................................................................................... 119

LISTA DE TABLAS Tabla 1 Componentes del MEM ..................................................................................................................................... 7 Tabla 2 Participantes del Mercado por modalidad ....................................................................................................... 10 Tabla 3 Parámetros de Referencia revisados .............................................................................................................. 24 Tabla 4 Entidades Federativas por gerencias de control regional ............................................................................... 48 Tabla 5 Principales enlaces saturados ........................................................................................................................ 52 Tabla 6 Horas con cortes de energía Enlace 6-6ENL RAP-PMY+GUE-CPY ............................................................. 54 Tabla 7 PML negativos en el Mercado de Energía de Corto Plazo ............................................................................. 56 Tabla 8 Cortes de energía en el Mercado del Día en Adelanto ................................................................................... 57 Tabla 9 SIN: Precios Máximos de Servicios Conexos ($/MWh) .................................................................................. 59 Tabla 10 BCA: Precios Máximos de Reservas ($/MWh) .............................................................................................. 60 Tabla 11 BCS: Precios Máximos de Reservas ($/MWh) .............................................................................................. 61 Tabla 12 Uso de generación hidroeléctrica en tiempo real 28 de septiembre de 2016 ............................................... 74 Tabla A.1 Precios de Referencia de Servicios Conexos .............................................................................................. 85 Tabla C.1 SIN: valores del PML febrero-diciembre ...................................................................................................... 93

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Tabla C.2 SIN: observaciones del PML ....................................................................................................................... 94 Tabla C.3 valores del CE febrero-diciembre ................................................................................................................ 98 Tabla C.4 valores del CP febrero-diciembre .............................................................................................................. 100 Tabla C.5 SIN: valores del CC febrero-noviembre ..................................................................................................... 101 Tabla D.1 BCA: valores del PML febrero-diciembre .................................................................................................. 105 Tabla D.2 BCA: observaciones del PML .................................................................................................................... 105 Tabla D.3 BCA: valores del CE febrero-diciembre ..................................................................................................... 108 Tabla D.4 BCA: valores del CP febrero-diciembre ..................................................................................................... 110 Tabla E.1 BCS: Valores del PML abril-diciembre ....................................................................................................... 113 Tabla E.2 BCS: observaciones del PML .................................................................................................................... 113 Tabla E.3 BCS: valores del CE abril-noviembre ........................................................................................................ 116 Tabla E.4 BCS: valores del CP abril-julio ................................................................................................................... 117

LISTA DE ACRÓNIMOS AVM Autoridad de Vigilancia del Mercado BCA Sistema Interconectado Baja California BCS Sistema Interconectado Baja California Sur ca Carbón cc Ciclo combinado CC Componente de Congestión Marginal CE Componente de Energía Marginal CEL Certificados de Energías Limpias CENACE Centro Nacional de Control de Energía CFE Comisión Federal de Electricidad CIL Contrato de Interconexión Legado CP Componente de Pérdidas Marginal CRE Comisión Reguladora de Energía DFT Derechos Financieros de Transmisión EIA U.S. Energy Information Administration ERC Entidades Responsables de Carga ERCOT Electric Reliability Council of Texas ECO Evaluación de Consistencia de Ofertas HH Henry Hub HI Hidroeléctrica IPN Instituto Politécnico Nacional JKP Japan-Korean Market MDA Mercado del Día en Adelanto MEM Mercado Eléctrico Mayorista MIM Monitor Independiente del Mercado MISO Midcontinent ISO MTR Mercado de Tiempo Real NBP National Balancing Point NP No despachable NYSO New York Independent System Operator OIS Operador Independiente del Sistema Pemex Petróleos Mexicanos PIE Productores Independientes de Energía PJM PJM Interconnection PML Precio Marginal Local PRODESEN Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional REG Regulación Secundaria de Frecuencia RN Renovable RNR10 Reserva No Rodante de 10 Minutos RNRS Reserva No Rodante Suplementaria RR10 Reserva Rodante de 10 Minutos RRS Reserva Rodante Suplementaria SENER Secretaría de Energía SIM Sistema de Información del Mercado SIN Sistema Interconectado Nacional SLP Subasta de Largo Plazo SSB Suministrador de Servicios Básicos STX Southern Texas TE Térmica

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TG Turbogás UCE Unidades de Central Eléctrica UVM Unidad de Vigilancia del Mercado VPM Venta de Primera Mano ZP Zonas de Potencia

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1. INTRODUCCIÓN

El Reporte Anual del Mercado Eléctrico Mayorista 2016 presenta una evaluación del desempeño y nivel de competencia del Mercado Eléctrico Mayorista durante su primer año de operaciones, al 31 de diciembre de 2016. Asimismo, incluye observaciones y recomendaciones sobre el diseño del mercado, protocolos y procedimientos implementados.

Como parte de la implementación de la reforma energética en el sector eléctrico, el Gobierno Federal realizó en el año 2016 acciones para la implementación de un mercado eléctrico competitivo. En particular, en enero de dicho año se inició la operación del Mercado Eléctrico Mayorista, a través del cual los Participantes del Mercado realizan transacciones de compra-venta de energía eléctrica y demás productos que se requieren para el funcionamiento eficiente del Sistema Eléctrico Nacional.

La vigilancia y monitoreo del Mercado Eléctrico Mayorista es ejercido por la Autoridad de Vigilancia del Mercado, la Unidad de Vigilancia del Mercado y el Monitor Independiente del Mercado, con el objetivo de asegurar el funcionamiento eficiente del MEM y el cumplimiento de las Reglas del Mercado, vigilando que éstas cumplan con los objetivos de la Ley de la Industria Eléctrica.

El Monitor Independiente del Mercado se integra por un grupo de expertos independientes para desempeñar funciones de vigilancia de los Participantes del Mercado, del Mercado Eléctrico Mayorista y de las determinaciones del Centro Nacional de Control de Energía, con la finalidad de emitir en forma periódica informes, opiniones y recomendaciones sobre el desempeño y la evolución del MEM. Asimismo, el MIM brinda apoyo a la Unidad de Vigilancia del Mercado y, en su caso, a la Autoridad de Vigilancia del Mercado en el desempeño de sus funciones de vigilancia.

Durante el primer año de operaciones del Mercado Eléctrico Mayorista en México, el MIM fue operado por el Instituto Politécnico Nacional y ESTA International, asociación que integró a expertos nacionales y extranjeros en temas relacionados al sector eléctrico y al funcionamiento de mercados eléctricos, de conformidad con las Bases del Mercado Eléctrico.

Este reporte se presenta como resultado de las actividades de vigilancia y monitoreo realizadas por el MIM durante 2016, año de inicio de operaciones del Mercado Eléctrico Mayorista en México.

A fin de facilitar la lectura de los interesados, el presente reporte utilizará las definiciones contenidas en el artículo 3 de la Ley de la Industria Eléctrica, el artículo 2 de su Reglamento y las Reglas del Mercado.

1.1. DISEÑO DEL MERCADO

El diseño del Mercado Eléctrico Mayorista contempló desde un inicio una implementación escalonada de sus distintos componentes. En la primera etapa se consideró la implementación del Mercado de Energía de Corto Plazo con precios topes establecidos en las Reglas del Mercado, transacciones de importación y exportación con programación fija, Subastas de Largo Plazo, Derechos Financieros de Transmisión, Mercado para el Balance de Potencia y Mercado de Certificados de Energías Limpias. Mientras que en la segunda etapa se consideró la implementación del Mercado de una Hora en Adelanto, transacciones virtuales, transacciones de importación y exportación despachables, Recursos de Demanda Controlable y curvas de demanda para reservas.

En particular, en el Mercado de Energía de Corto Plazo, se inició con la implementación del Mercado del Día en Adelanto para continuar con el Mercado de Tiempo Real, el cual sería utilizado para el despacho y la

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determinación de los Precios Marginales Locales y precios de Servicios Conexos en tiempo real. Actualmente, los precios generados en el Mercado del Día en Adelanto son utilizados para pagar la generación de energía eléctrica y la entrega de Servicios Conexos en el Mercado de Tiempo Real.

Otro componente importante para la implementación del Mercado Eléctrico Mayorista son las Subastas de Derechos Financieros Transmisión. Estos instrumentos permiten a los Participantes del Mercado cubrirse ante diferencias en los Componentes de Congestión Marginales en el MDA. Durante 2016, solo era posible poseer Derechos Financieros de Transmisión Legados, lo que limitaba la entrada de nuevos Participantes del Mercado, ya que estos deben enfrentar dichas diferencias sin la oportunidad de adquirir estos instrumentos.

El diseño del Mercado Eléctrico Mayorista contempla un Mercado para el Balance de Potencia que permite garantizar la instalación de capacidad de generación suficiente para abastecer la carga necesaria durante las horas pico. Este mercado determina el monto que deberá ser pagado por los Participantes del Mercado para cubrir los desbalances que puedan existir respecto a Transacciones Bilaterales de Potencia y los requisitos de Potencia que establezca la CRE para Entidades Responsables de Carga. Dicho monto depende de diversos parámetros que deben ser definidos por las autoridades correspondientes; dos de estos parámetros se mantuvieron indefinidos hasta finales del 2016: a) la Reserva de Planeación Eficiente, y b) los costos fijos nivelados totales finalizados de la Tecnología de Generación de Referencia.

Finalmente, para asegurar un esquema de competencia, la Ley de la Industria Eléctrica estableció la obligación de otorgar el acceso no indebidamente discriminatorio a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución, así como la obligación de realizar la generación, transmisión, distribución, comercialización y la proveeduría de insumos primarios para la industria eléctrica de manera independiente entre ellas y bajo condiciones de estricta separación legal. La Secretaría de Energía publicó el 11 de enero de 2016 en el Diario Oficial de la Federación, los “Términos para la estricta separación legal de la Comisión Federal de Electricidad”, los cuales contemplaron la separación de la CFE en al menos 4 diferentes empresas de generación, más una empresa que representa a los Productores Independientes de Energía y una empresa que representa a los Contratos de Interconexión Legados. Sin embargo, al momento de elaboración del presente reporte, dichas compañías continúan ofertando y recibiendo una liquidación de manera conjunta, por lo que, las mencionadas empresas de generación aún no compiten entre ellas.

1.2. COMPORTAMIENTO DE LOS PARTICIPANTES DEL MERCADO

Como parte de las actividades de vigilancia del Monitor Independiente del Mercado, destacan los análisis realizados para evaluar el comportamiento de los Participantes del Mercado, en particular, la Evaluación de Consistencia de Ofertas y la revisión de Parámetros de Referencia.

La Evaluación de Consistencia de Ofertas consiste en la comparación diaria de las Ofertas de Venta de los Participantes del Mercado con los Parámetros de Referencia de las Unidades de Central Eléctrica, o en su defecto, con los Precios de Referencia estimados por el CENACE con base en la tecnología de las unidades para determinar la aceptación o rechazo de dichas Ofertas para el Mercado de Energía de Corto Plazo. Este proceso se desarrolló en dos etapas: la evaluación histórica realizada por la Unidad de Vigilancia del Mercado desde el inicio de operaciones del MEM hasta el 29 de julio de 2016 y la evaluación diaria realizada por el CENACE a partir del 30 de julio de 2016.

Como resultado del proceso de evaluación histórica, aproximadamente el 75% de las Ofertas presentadas por los Participantes del Mercado fueron consideradas inconsistentes con los Parámetros de Referencia de las UCE, por lo que la UVM notificó tal situación a la Autoridad de Vigilancia del Mercado, quien instruyó al

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CENACE un recálculo de los precios del mercado y, en su caso, una rectificación de la facturación correspondiente, previa emisión del estado de cuenta respectivo. Este recálculo de precios resultó en una disminución de los Precios Marginales Locales con una diferencia de 24 mil millones de pesos, sin embargo 99.5% de esta diferencia pertenecía a transacciones entre las empresas de generación de CFE y el Suministrador de Servicios Básicos.

En el caso de la revisión de Parámetros de Referencia, se obtuvo un impacto inmediato en la operación eficiente del Sistema Eléctrico Nacional al contar con parámetros técnicos y de costos actualizados de la Unidades de Central Eléctrica, ya que actualmente el operador del mercado cuenta con insumos de calidad para el modelo de asignación y despacho de Unidades de Central Eléctrica del CENACE para el MDA, lo cual repercute directamente en el costo total para el Sistema Eléctrico Nacional y en los precios del mercado.

1.3. DESEMPEÑO DEL MERCADO

El análisis del desempeño del mercado se enfocó en el Mercado de Energía de Corto Plazo, debido a que el resto de los elementos aún se encuentran en proceso de implementación.

Durante 2016, el rango de los Precios Marginales Locales en el Mercado del Día en Adelanto fue de -$1,388.54 por MWh a $6,855 por MWh, presentando poca variabilidad ya que aproximadamente el 90% de los precios horarios fueron menores a $1,500 por MWh y se presentaron únicamente 20 observaciones de PML negativos.

Respecto al análisis de los determinantes de los Precios Marginales Locales, se identificaron diversos factores que pueden impactar el aumento o la disminución de los precios de energía eléctrica como la demanda de energía eléctrica, la tasa de calor de las Unidades de Central Eléctrica, los precios y la disponibilidad de los combustibles y la saturación de enlaces. De los cuales, se identificó a la saturación de enlaces como el determinante más importante del Precio Marginal Local, ya que cuando la solución del modelo del MDA no permite cumplir con los requerimientos de energía de una gerencia de control regional se deben realizar cortes de energía provocando, en algunos casos, Componentes de Congestión Marginal más altos que el Componente de Energía Marginal.

Asimismo, se realizó un análisis de precios de Servicios Conexos, el cual indica que el operador del mercado reduce requerimientos de reserva cuando hay escasez de reserva y crea una reducción de precios de reserva por debajo del Precio Marginal Local, por lo que el Generador preferirá generar energía a proveer reservas al sistema.

1.4. DETERMINACIONES DEL CENACE

Otra de las actividades de vigilancia del Monitor Independiente del Mercado se enfoca en analizar las determinaciones del CENACE como parte de sus actividades de operador del Mercado Eléctrico Mayorista, detectándose una problemática de disminución del almacenamiento de energía hidroeléctrica.

A continuación se enlistan las principales razones identificadas de generación hidráulica no planeada:

1. Salidas de operación forzada 2. Incertidumbre en la previsión de generación eólica - variación en los recursos de viento y otros

recursos intermitentes de generación

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3. la diferencia entre los pronósticos de generación proveniente de los Contratos de Interconexión Legados y su generación real

A partir de noviembre de 2016, el CENACE implementó un nuevo proceso para estimar la generación de los CIL al utilizar patrones históricos de conducta y jucios de expertos que resultó en una disminución de la generación hidroeléctrica adicional en el tiempo real.

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2. DISEÑO DEL MERCADO

2.1. APERTURA DEL MERCADO

El diseño del Mercado Eléctrico Mayorista contempló desde un inicio una implementación escalonada con una diversidad de componentes, los cuales se mencionan a continuación:

Tabla 1 Componentes del MEM

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

Mercado de Energía de Corto Plazo

1ª Etapa Mercado del Día en Adelanto Mercado de Tiempo Real

2ª Etapa Mercado de una Hora en Adelanto

Mercado para el Balance de Potencia

Mercado de Certificados de Energías Limpias

Subastas de Derechos Financieros de Transmisión

Subastas de Mediano y Largo Plazo Fuente: Bases del Mercado Eléctrico.

El MEM comenzó a operar con el Mercado del Día en Adelanto en las siguientes fechas del 2016 para cada uno de los Sistemas Interconectados:

1. Baja California – 27 de enero

2. Nacional – 29 de enero

3. Baja California Sur – 23 de marzo

A la fecha de elaboración del presente reporte, el CENACE no había comenzado a operar el Mercado de Tiempo Real, el cual debe ser utilizado para el despacho y la determinación de los Precios Marginales Locales y precios de Servicios Conexos en tiempo real. Aunado a este problema, se encuentra la falta de definición para el cálculo de costos de oportunidad para recursos de energía limitada, el cual se realiza actualmente por el CENACE pero es desconocido para los Participantes del Mercado.

Si bien las Bases del Mercado Eléctrico indicaban que las Subastas de Derechos Financieros de Transmisión iniciarían en noviembre de 2016, a la fecha de elaboración del presente reporte únicamente se habían asignado Derechos Financieros de Transmisión Legados, los cuales permiten únicamente al Generador de Intermediación y al Suministrador de Servicios Básicos cubrirse ante diferencias en los Componentes de Congestión Marginales en el MDA.

Finalmente, a la fecha de elaboración del presente reporte, el CENACE no ha puesto en operación la totalidad del SIM, de conformidad con el Manual del Sistema de Información del Mercado y las diversas resoluciones que autorizan modificaciones a las fechas que deberá observar el CENACE para diversas Disposiciones Operativas que regulan el Mercado Eléctrico Mayorista publicadas por la SENER en el Diario Oficial de la Federación durante el 2016. Algunas áreas del SIM se pusieron en servicio el día de inicio de operaciones del

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MEM con un alcance inicial que incluyó únicamente el reporte de Precios Marginales Locales y precios de Servicios Conexos en el área pública y resultados de asignación y despacho en el MDA en el área certificada. Cabe señalar que el Manual del Sistema de Información del Mercado fue publicado el 4 de julio de 2016 y durante el año 2016 se fue incorporando gradualmente la publicación de más reportes, sin embargo a la fecha de elaboración del presente reporte aún no se publica el 100% de los reportes especificados en dicho manual.

2.2. PARTICIPACIÓN EN EL MEM

Con la reforma energética de 2013, el sector eléctrico se abrió a diferentes modalidades de inversión privada, sin embargo el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica, la planeación y el control del Sistema Eléctrico Nacional son actividades que quedaron reservadas para el Estado. Las modalidades en las que se puede participar en el Mercado Eléctrico Mayorista se detallan a continuación:

2.2.1. GENERADOR

Es el titular de uno o varios permisos para generar electricidad en Centrales Eléctricas, o bien, titular de un contrato de Participante del Mercado que representa en el Mercado Eléctrico Mayorista a dichas centrales o, con la autorización de la CRE, a las Centrales Eléctricas ubicadas en el extranjero.

De conformidad con el artículo 17 de la Ley de la Industria Eléctrica, las Centrales Eléctricas con capacidad mayor o igual a 0.5 MW y las Centrales Eléctricas de cualquier tamaño representadas por un Generador en el Mercado Eléctrico Mayorista requieren un permiso otorgado por la CRE para generar energía eléctrica en el territorio nacional. Así mismo, se requiere autorización otorgada por la CRE para importar energía eléctrica proveniente de una Central Eléctrica ubicada en el extranjero y conectada exclusivamente al Sistema Eléctrico Nacional.

En este sentido, un Generador representa Centrales Eléctricas en el Mercado Eléctrico Mayorista, mediante la presentación de ofertas de venta de energía, la participación en las Subastas de Mediano y Largo Plazo que se realizan para asegurar el abasto a los Suministradores y la suscripción de Contratos de Cobertura Eléctrica con otros Participantes del Mercado para vender energía eléctrica y Productos Asociados. En particular, el Generador de Intermediación representa en el Mercado Eléctrico Mayorista a las Centrales Eléctricas y a los Centros de Carga incluidos en los Contratos de Interconexión Legados.

Cuando el mercado inició operaciones el 27 de enero y hasta el 31 de diciembre de 2016, la CFE contaba con un plazo otorgado por la SENER para realizar la actividad independiente de generación de manera directa.

Durante el año 2016, 8 Generadores incluyendo a las Empresas Productivas Subsidiarias de la CFE firmaron contratos de Participante del Mercado con el CENACE, de los cuales todos se encuentran en operación al momento de elaboración del presente reporte.

2.2.2. USUARIO CALIFICADO PARTICIPANTE DEL MERCADO

Es el Usuario Final que cuenta con registro ante la CRE para adquirir el Suministro Eléctrico como Participante del Mercado. A partir del 11 de agosto de 2016, el umbral de demanda de los Centros de Carga que podrán incluirse en el registro de Usuarios Calificados se redujo de 2 MW a 1 MW con la posibilidad de agregar Centros de Carga que pertenecen a un mismo grupo de interés económico.

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Los Usuarios Calificados tienen la libertad de participar en el Mercado Eléctrico Mayorista directamente, o a través de un Suministrador de Servicios Calificados. En caso de ser representados por un Suministrador de Servicios Calificados, este será el responsable de sus actividades en el MEM como la presentación de ofertas de compra de energía y la suscripción de Contratos de Cobertura Eléctrica con otros Participantes del Mercado para comprar energía eléctrica y Productos Asociados.

Actualmente, solo existe un Usuario Calificado Participante del Mercado que ha firmado contrato con el CENACE, sin embargo este no se encuentra en operación.

2.2.3. SUMINISTRADOR DE SERVICIOS BÁSICOS

Es el permisionario que ofrece el Suministro Eléctrico bajo regulación tarifaria a cualquier persona que lo solicite que no sea Usuario Calificado, y representa en el MEM a los Generadores Exentos que así lo requieran. Los Suministradores de Servicios Básicos celebran Contratos de Cobertura Eléctrica exclusivamente a través de las Subastas de Mediano y Largo Plazo.

Al momento de elaboración del presente reporte, la CFE es el único Suministrador de Servicios Básicos registrado ante el CENACE.

2.2.4. SUMINISTRADOR DE SERVICIOS CALIFICADOS

Es el permisionario que ofrece el Suministro Eléctrico que se provee en un régimen de competencia a los Usuarios Calificados y puede representar en el Mercado Eléctrico Mayorista a los Generadores Exentos.

Actualmente, existen 6 candidatos que han completado el proceso de pre-registro en la modalidad de Suministrador de Servicios Calificados y 7 empresas con contrato en dicha modalidad, de las cuales 2 se encuentran en operación.

2.2.5. SUMINISTRADOR DE ÚLTIMO RECURSO

Es el permisionario que provee el Suministro Eléctrico bajo precios máximos a los Usuarios Calificados y Generadores Exentos, por un tiempo limitado, con la finalidad de mantener la continuidad del servicio en caso de que lo deje de prestar un Suministrador de Servicios Calificados.

Al momento de elaboración del presente reporte no se contaba con Participantes del Mercado en modalidad de Suministrador de Último Recurso, por lo que de requerirse el servicio, los Suministradores de Servicios Básicos de la zona geográfica estarán obligados a ofrecerlo.

2.2.6. COMERCIALIZADOR NO SUMINISTRADOR

Es el titular de un contrato de Participante del Mercado que realiza transacciones en el Mercado Eléctrico Mayorista sin representar activos físicos.

Actualmente, el CENACE no ha firmado contratos de Participante del Mercado en la modalidad de Comercializador No Suministrador.

10

Tabla 2 Participantes del Mercado por modalidad

Modalidad Con contrato En operación

Generador 8 8

Usuario Calificado Participante del Mercado 1 0 Suministrador de Servicios Básicos 1 1 Suministrador de Servicios Calificados 7 2

Suministrador de Último Recurso 0 0

Comercializador No Suministrador 0 0

TOTAL 17 11 Fuente: Elaboración propia con datos del CENACE.

2.3. ESTRUCTURA DEL MERCADO

A pesar de que la Ley de la Industria Eléctrica establece un esquema de competencia para todos aquéllos interesados en participar en el Mercado Eléctrico Mayorista y la obligación de otorgar el acceso no indebidamente discriminatorio a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución, durante el año 2016, la CFE continuó realizando de manera directa las actividades independientes de transmisión, distribución, Suministro Básico, comercialización distinta al Suministro Básico, generación y proveeduría de insumos primarios1.

Si bien, las actividades de transmisión y distribución comenzaron a realizarse de manera independiente en junio de 2016 y la actividad de comercialización distinta al Suministro Básico, correspondiente al Suministro Calificado comenzó en septiembre de 2016, el resto de las actividades continúa realizándose por parte de la CFE a la fecha de elaboración del presente reporte.

Lo anterior repercute principalmente en una concentración de mercado en la actividad de generación que se puede apreciar en la Gráfica 1, la cual muestra un comparativo de la Capacidad Instalada por modalidad de generación entre 2015 y 2016.

Es importante mencionar que la CFE controla los contratos con productores independientes de energía que amparan Centrales Externas Legadas, así como los Contratos de Interconexión Legados a través de la modalidad de Generador de Intermediación que al momento de elaboración del presente reporte todavía no se encontraba en operación.

1 El artículo Segundo Transitorio de los “Términos para la estricta separación legal de la Comisión Federal de Electricidad” publicados por la SENER el 11 de enero de 2016 en el Diario Oficial de la Federación, establece que, a fin de garantizar que el periodo de reestructura de la industria eléctrica no ponga en riesgo la Eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional, la CFE podrá continuar realizando las actividades independientes, incluyendo la participación en el MEM, de manera directa hasta seis meses después de la entrada en vigor de dicho instrumento. Posteriormente, la SENER publicó el 19 de septiembre de 2016 en el Diario Oficial de la Federación la “Resolución que modifica el capítulo 8 de los Términos para la Estricta Separación Legal de la Comisión Federal de Electricidad, y los plazos y mecanismos transitorios que deberá observar la Comisión Federal de Electricidad para la Separación Legal y Contable, así como la participación como generador y suministrador en los procesos de la subasta de largo plazo”, la cual establece en el punto resolutivo segundo la ampliación del plazo para que la CFE continúe realizando la actividad independiente de generación hasta el 31 de diciembre de 2016, así como la ampliación del plazo para que la CFE continúe realizando las actividades independientes de transmisión, distribución, Suministro Básico, comercialización distinta al Suministro Básico y proveeduría de insumos primarios hasta el 31 de octubre de 2016.

11

Como se puede observar en la Gráfica 1, la CFE disminuyó su participación en la Capacidad Instalada del SEN en 2016 debido principalmente al aumento de la Capacidad Instalada correspondiente a Contratos de Interconexión Legados, la cual incrementó en 3,378 MW. Esta Capacidad Instalada se ofrece en el Mercado de Energía de Corto Plazo a través de programas fijos de energía, por lo que no competirá con otros Generadores, sin embargo es probable que en el despacho desplace Centrales Eléctricas más viejas y menos eficientes.

Gráfica 1 Capacidad Instalada por modalidad de generación

a Generadores distintos a la CFE bajo el esquema de la Ley de la Industria Eléctrica. b Incluye al Fideicomiso de Riesgo Compartido y Generación Distribuida.

Fuente: Elaboración propia con datos de la CRE y de la SENER.

Esta concentración de mercado está en proceso de ser mitigada a través de la separación horizontal de la actividad de generación, la cual será dividida en seis empresas productivas subsidiarias2, de las cuales una representará a los contratos de producción independiente de energía, y una empresa filial3 que participará en modalidad de Generador de Intermediación. Todas las empresas productivas subsidiarias y filiales de la CFE deberán contar con murallas chinas4 para prevenir comunicación inapropiada.

Para las cinco empresas productivas subsidiarias restantes, la propuesta de asignación por parte de la SENER5 del portafolio de las Centrales Eléctricas pertenecientes a la CFE ha sido balanceada tomando en cuenta la capacidad y los tipos de tecnología de cada UCE para prevenir el poder de mercado a nivel local. La separación horizontal de la actividad de generación se muestra en la Gráfica 2. 2 El artículo 58 de la Ley de la CFE establece que las empresas productivas subsidiarias son empresas productivas del Estado, con personalidad jurídica y patrimonio propio. 3 El artículo 59 de la Ley de la CFE establece que las empresas filiales son aquéllas en las que participe la CFE, directa o indirectamente, en más del cincuenta por ciento de su capital social, con independencia de que se constituyan conforme a la legislación mexicana o a la extranjera. 4 Mecanismo de separación de actividades y de información entre empresas, incluyendo sus estados financieros. 5 Para mayor información, consultar los “Términos para la asignación de activos y contratos para la Generación a las empresas productivas subsidiarias y Empresas Filiales de la Comisión Federal de Electricidad” publicado el 4 de noviembre de 2016 en el Diario Oficial de la Federación.

12

Gráfica 2 Separación horizontal de la actividad de generación de la CFE

Fuente: SENER.

13

La separación vertical y horizontal de la CFE no es la única medida tomada para mejorar la estructura competitiva del Mercado Eléctrico Mayorista, como resultado de la reforma energética del 2013. Una de las herramientas adicionales para procurar el desarrollo de un mercado eléctrico competitivo es el establecimiento de los Contratos Legados6.

Los Contratos Legados son un mecanismo de transición para disminuir la participación de mercado de la CFE, por lo que los MW contratados irán disminuyendo gradualmente de manera que CFE Suministrador de Servicios Básicos deberá ir adquiriendo sus Contratos de Cobertura Eléctrica con otros Participantes del Mercado a través las Subastas de Mediano y Largo Plazo, asegurando la contratación de las Unidades de Central Eléctrica más competitivas.

Es importante mencionar que los Contratos Legados han sido utilizados internacionalmente como una herramienta útil cuando se busca desintegrar un monopolio para abrir la competencia en generación y comercialización en los mercados eléctricos, como es el caso de México. Estos contratos se han utilizado en lugares como Singapur e Irlanda a fin de reducir la posibilidad del abuso en el ejercicio de poder de mercado, como podría ser el retener o no ofertar capacidad ya sea de manera física o económica.7

De esta manera, los Contratos Legados fomentan la competitividad de los nuevos mercados al comprometer cantidades fijas de energía eléctrica y Productos Asociados de los incumbentes, las cuales se deberán ofertar en el Mercado de Energía de Corto Plazo basándose en el costo marginal de las UCE. De acuerdo con las prácticas internacionales, si los Generadores no producen la energía pactada en un Contrato Legado, deberán pagar el costo de reemplazo o adquirir la energía en el mercado para cumplir con su compromiso de entrega. Este mecanismo significa que un esfuerzo por retener capacidad para elevar el nivel de precio podría resultar en pérdidas para el Generador.8

Para la asignación de Contratos Legados en el Sistema Eléctrico Nacional, la SENER evalúa 215 Centrales Eléctricas en el país que suman una Capacidad Instalada de 63,722.10 MW. De ellas, 159 son Centrales Eléctricas Legadas existentes y 28 son proyectos que iniciarán operación a más tardar en 2018. El límite de inicio de operación para los proyectos es en el año 2018 a fin de reducir la incertidumbre en las condiciones a pactar en los Contratos Legados como el presupuesto, el tipo de tecnología y la Capacidad Instalada.

Los proyectos seleccionados para firmar un Contrato Legado con el Suministrador de Servicios Básicos serán aquellos cuya estimación genere mayor valor económico al Sistema Eléctrico Nacional, utilizando como referencia los PML pronosticados en los PRODESEN 2015-2029 y 2016-2030.

2.4. RECOMENDACIONES

La implementación escalonada del Mercado Eléctrico Mayorista ha permitido al CENACE tener en funcionamiento a algunos de los componentes más importantes del mercado, sin embargo aún hacen falta

6 La SENER, con opinión de la CRE, establecerá los términos, plazos, criterios, bases y metodologías de los Contratos Legados para el Suministro Básico y las empresas de generación que serán responsables de la operación y representación en el mercado de las centrales de la CFE. 7 Para Singapore, véanse Energy Market Authority, “Review of The Vesting Contract Regime Consultation Paper”, https://www.ema.gov.sg/. Para Irlanda véanse, Commission for Energy Regulation, “Review Of The Regulatory Framework For The Retail Electricity Market: Proposals On A Roadmap For Deregulation”, http://www.cer.ie/docs/000818/cer09189.pdf 8 La Ley de la Industria Eléctrica señala que los Suministradores de Servicios Básicos tendrán la opción de celebrar Contratos Legados, con precios basados en los costos y contratos respectivos, que abarcan la energía eléctrica y Productos Asociados de cada Central Eléctrica Legada y Central Externa Legada.

14

otros componentes que son necesarios para el funcionamiento eficiente del mismo, por lo que el MIM recomienda que se tomen en cuenta las siguientes consideraciones:

1. Implementar el cálculo de Precios Marginales Locales y de precios de Servicios Conexos en el Mercado de Tiempo Real.

2. Emitir las Disposiciones Operativas correspondientes e implementar los mecanismos para la adquisición de Derechos Financieros de Transmisión, a fin de que no se limite la entrada a nuevos Participantes del Mercado al tener que enfrentar directamente las diferencias en los Componentes de Congestión Marginales en el MDA.

3. Definir con antelación los parámetros que serán utilizados en el Mercado para el Balance de Potencia como: a) la Reserva de Planeación Eficiente, y b) los costos fijos nivelados totales finalizados de la Tecnología de Generación de Referencia.

4. Poner en servicio la publicación del 100% de los reportes especificados en el Manual del Sistema de Información del Mercado.

5. Realizar las actividades de Suministro Básico y generación de la CFE de manera independiente.

15

3. COMPORTAMIENTO DE LOS PARTICIPANTES DEL MERCADO

3.1. OFERTAS PRESENTADAS POR LOS PARTICIPANTES DEL MERCADO

Un paquete de ofertas en el Mercado de Energía de Corto Plazo, es aquél que contiene la totalidad de las Ofertas recibidas de los Participantes del Mercado para cada hora de un Día de Operación en específico, en el cual se incluyen las Ofertas correspondientes a las Unidades de Central Eléctrica con tecnología térmica, hidroeléctrica, renovable y aquéllas con estatus no despachable, separadas por cada uno de los Sistemas Interconectados.

Inicialmente, en el Mercado del Día en Adelanto se recibieron paquetes de Ofertas con un promedio de 26 Ofertas para BCA y posteriormente al entrar en operación BCS y SIN, el promedio de Ofertas aumentó a 399. Durante los primeros 11 meses de operación, desde el 27 de enero al 31 de diciembre de 2016, se han recibido paquetes de Ofertas con un promedio de 420 Ofertas diarias considerando los tres Sistemas Interconectados.

De las Ofertas recibidas, alrededor del 50% corresponde a Ofertas de Unidades de Central Eléctrica con tecnología térmica, el 16% corresponde a tecnología hidroeléctrica, el 2% corresponde a tecnología renovable y el 32% restante corresponde a Unidades de Central Eléctrica con estatus no despachable.

Como se puede apreciar en la Gráfica 3, el paquete de Ofertas recibido diariamente en el Mercado del Día en Adelanto contiene un número de Ofertas estable a partir de marzo. Esto se debe a la entrada escalonada de los Sistemas Interconectados: BCA el 27 de enero de 2016, SIN el 29 de enero de 2016 y finalmente BCS el 23 de marzo de 2016. A partir de esta última fecha, se presentan reducciones en un rango de 1 a 3 Ofertas debido a que en ciertos días los Participantes del Mercado no envían sus Ofertas antes del cierre de recepción de Ofertas del Mercado del Día en Adelanto a las 10:00 horas.

Es posible observar un mínimo en el número de Ofertas correspondientes a las Unidades de Central Eléctrica con tecnología térmica el 7 de septiembre de 2016, debido a que se suspendieron operaciones en el BCS como consecuencia de la presencia de un huracán en la zona de Baja California Sur. El resto de Ofertas correspondientes a otro tipo de tecnología o de estatus no despachable no se vio afectado debido a que la totalidad de las Ofertas del BCS corresponden a Unidades de Central Eléctrica con tecnología térmica.

16

Gráfica 3 Número de Ofertas del 27 de enero al 31 de diciembre de 2016

Fuente: Elaboración propia con datos del CENACE.

3.1.1. ESTATUS DE ASIGNACIÓN

En el Mercado de Energía de Corto Plazo, los Participantes del Mercado pueden ofertar sus Unidades de Central Eléctrica con alguno de los siguientes estatus de asignación:

1. Económica: el CENACE podrá considerar a la Unidad de Central Eléctrica en todos los procesos de asignación y despacho del Mercado de Energía de Corto Plazo.

2. Operación obligada: el CENACE asignará a la Unidad de Central Eléctrica en todos los procesos del Mercado de Energía de Corto Plazo y la considerará disponible para despacho.

3. No disponible: el CENACE considerará a la Unidad de Central Eléctrica no disponible para los procesos de asignación y despacho del Mercado de Energía de Corto Plazo.

Actualmente, los Participantes del Mercado pueden elegir el estatus de asignación únicamente para las Ofertas de Venta correspondientes a Unidades de Central Eléctrica con tecnología térmica e hidroeléctrica. Como se puede observar en la Gráfica 4, durante 2016, las Ofertas de Venta correspondientes a UCE con tecnología térmica presentaron un promedio diario de estatus de asignación económica de 79.8%, mientras que para las UCE con tecnología hidroeléctrica fue de 77.3%; respecto al estatus de asignación de operación obligada, las UCE con tecnología térmica presentaron un promedio diario de 1.4% mientras que para las UCE con tecnología hidroeléctrica fue de 10.8% debido al requerimiento de volumen de agua para turbinar por parte de la Comisión Nacional del Agua; finalmente, el estatus de asignación no disponible presentó un

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UCE térmicas UCE hidroeléctricas UCE renovables UCE no despachables

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promedio diario para las UCE con tecnología térmica de 18.8% mientras que para las UCE con tecnología hidroeléctrica fue de 11.9%.

Gráfica 4 Comparativo de estatus de asignación Tecnología térmica vs hidroeléctrica

Fuente: Elaboración propia con datos del CENACE.

3.2. EVALUACIÓN DE CONSISTENCIA DE OFERTAS

Las Ofertas de Venta correspondientes a Unidades de Central Eléctrica con tecnología térmica contienen los siguientes componentes: costos de arranque (frío, tibio y caliente), oferta incremental de hasta 11 escalones, y oferta de Servicios Conexos (Regulación Secundaria de Frecuencia, Reservas Rodante y No Rodante de 10 minutos y Suplementarias). Cada uno de estos tres componentes se compara con los Precios de Referencia estimados por el CENACE con base en los Parámetros de Referencia de operación de las Unidades de Central Eléctrica para determinar su aceptación o rechazo para el Mercado de Energía de Corto Plazo9.

En caso de que se detecten inconsistencias entre las ofertas presentadas por los Participantes del Mercado y los Precios de Referencia estimados por el CENACE para alguno de los componentes, entonces el CENACE utiliza su cálculo de Precios de Referencia para la Oferta de la Unidad de Central Eléctrica en el Mercado de Energía de Corto Plazo.

Este procedimiento se efectuó en dos etapas con apoyo del MIM a la UVM y al CENACE:

9 De conformidad con el numeral 1.3.26 del Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo, los Parámetros de Referencia son aquellos parámetros de las UCE y Centros de Carga registrados por los Participantes del Mercado en la base de datos correspondiente del CENACE, que tienen el propósito de que el CENACE pueda generar ofertas por omisión y evaluar que las Ofertas presentadas por los Participantes del Mercado sean consistentes con los Precios de Referencia.

79.8%

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Económica Operación obligada No disponible

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Estatus de asignación

Ofertas térmicas Ofertas hidroeléctrica

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1. Evaluación histórica: Consistió en la evaluación realizada por la Unidad de Vigilancia del Mercado de las ofertas económicas presentadas por los Participantes del Mercado en el periodo comprendido entre el inicio de operaciones del Mercado Eléctrico Mayorista y el 29 de julio de 2016.

2. Evaluación diaria: Consiste en la evaluación diaria de consistencia de ofertas presentadas por los Participantes del Mercado a partir del 30 de julio.

En las dos etapas de evaluación, las Ofertas de Venta se analizaron por cada uno de los componentes mencionados anteriormente siguiendo el proceso que se aprecia en la Gráfica 5.

Gráfica 5 Cronograma de procesos para la Evaluación de Consistencia de Ofertas

Fuente: Elaboración propia con base en el Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo.

De manera diaria, la Evaluación de Consistencia de Ofertas inicia con la estimación de los precios correspondientes a los combustibles que utiliza cada Unidad de Central Eléctrica, empleando para ello los Parámetros de Referencia registrados por los Participantes del Mercado ante el CENACE que definen el tipo de combustible a emplear, la zona y región de donde proviene el combustible, así como los costos variables de transporte, siguiendo los índices de precios de combustible establecidos en el Anexo C del Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado publicado el 15 de julio de 201610.

En el momento que se reciben las Ofertas de Venta de los Participantes del Mercado, el CENACE realiza una validación técnica de las mismas, cuya finalidad es evitar el ingreso de información con deficiencias que harían imposible su utilización en los procesos del Mercado de Energía de Corto Plazo. Cuando la validación técnica de la Oferta es satisfactoria, se procede con la estimación de los Precios de Referencia para cada uno de los componentes de la Oferta, cuyo detalle puede consultarse en el Anexo A. Estimación de Precios de Referenciadel presente reporte.

10 Para la etapa de evaluación histórica se utilizaron los precios de referencia de combustibles establecidos en el Anexo A del Oficio 315.168/16 emitido por la Unidad de Vigilancia del Mercado el 3 de agosto de 2016.

Estimación precios de combustibles

09:00

Recepción de Ofertas

10:00

Estimación Precios de Referencia

Validación técnica de Ofertas

Precios de Referencia vs Oferta de Venta

Generación de oferta con Precios de Referencia

Aceptación o rechazo

Rechazo

Participantes del Mercado

CENACE

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Es importante destacar que para el CENACE es necesario realizar la estimación de Precios de Referencia diariamente para contar con la información más actualizada de precios de combustibles y Parámetros de Referencia. Los parámetros utilizados para la estimación de Precios de Referencia son aquellos que el propio Participante del Mercado registró ante el CENACE, o que en el defecto de no existir tal registro, son estimados por el propio CENACE con base en la tecnología de cada Unidad de Central Eléctrica.

Una vez que el CENACE ha estimado los Precios de Referencia realiza una comparación de cada uno de estos con los componentes de la Oferta de Venta, en caso de que alguna Oferta presente componentes mayores a los Precios de Referencia, el CENACE rechaza el componente de la Oferta de Venta y genera una nueva oferta con los Precios de Referencia estimados para dicho componente.

1. Evaluación de costos de arranque: Para efectuar la evaluación de costos de arranque se compara el Precio de Referencia de cada tipo de arranque con el costo correspondiente de la Oferta de Venta, si el costo de la Oferta de Venta para ese tipo de arranque es mayor que el Precio de Referencia correspondiente la Oferta se rechaza por ese concepto y se sustituyen los valores de la Oferta por el Precio de Referencia. En este caso, se dice que la oferta se rechaza por costos de arranque.11

2. Evaluación de oferta incremental: Para efectuar la evaluación de oferta incremental, es necesario obtener el Precio de Referencia total de la oferta incremental como el costo total de energía de la Oferta de Venta. Si el costo total de energía de la Oferta de Venta es mayor que el Precio de Referencia total, tanto el costo de operación en el Límite de Despacho Económico Mínimo como cada uno de los segmentos de energía que se hayan presentado son sustituidos por los Precios de Referencia correspondientes. En este caso, se dice que la oferta se rechaza por oferta incremental.

3. Evaluación de oferta de Servicios Conexos: Para efectuar la evaluación de la oferta de Servicios Conexos, se compara el costo ofertado para cada uno de los productos con el Precio de Referencia estimado por el CENACE, si el costo ofertado es mayor que el Precio de Referencia para un determinado producto entonces se sustituye el costo ofertado por el Precio de Referencia correspondiente. En este caso, se dice que la oferta se rechaza por Servicios Conexos.12

Las Ofertas aceptadas y las generadas por el CENACE son incluidas en el paquete de Ofertas para su uso en los procesos del Mercado de Energía de Corto Plazo.

3.2.1. RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN

La Gráfica 6 muestra el resumen del rechazo de ofertas como resultado de la Evaluación de Consistencia de Ofertas durante las dos etapas de evaluación que comprendieron el periodo del 27 de enero al 31 de diciembre de 2016. Es posible apreciar, que el número de Ofertas rechazadas disminuyó a lo largo del año debido principalmente a la actualización de Parámetros de Referencia mencionada en la sección 3.3 del presente reporte. 11 Todo cambio en la Oferta de Venta debe respetar que el costo de arranque caliente sea igual o menor que el costo de arranque tibio y este último igual o menor que el costo de arranque frío. En caso de que esta desigualdad no se cumpla después de sustituir los Precios de Referencia, entonces se sustituyen los Precios de Referencia de los tres tipos de arranque. 12 Todo cambio en la Oferta de Venta debe respetar que los costos sean coherentes a la calidad del producto, es decir, que el costo de reserva no rodante suplementaria sea igual o menor que el costo de reserva rodante suplementaria, y este sea igual o menor que el costo de reserva no rodante de 10 minutos, y este sea igual o menor que el costo de reserva rodante de 10 minutos, y este último igual o menor que el costo de reserva de regulación secundaria de frecuencia. En caso de que esta desigualdad no se cumpla después de sustituir los Precios de Referencia, entonces se sustituyen los Precios de Referencia de los cinco productos de Servicios Conexos.

20

El 30 de junio se presentó un mínimo de Ofertas rechazadas, debido a una disminución en los costos de arranque y de oferta incremental presentados en las Ofertas de Venta que no volvió a observarse en el resto del año.

Gráfica 6 Rechazo de ofertas 27 de enero al 31 de diciembre de 2016

Fuente: Elaboración propia con datos del CENACE.

De la totalidad de Ofertas rechazadas diariamente, en la Gráfica 7 se observa que en promedio el 41% es rechazado solo por uno de los motivos descritos anteriormente, mientras que el 27% es rechazado por los tres motivos, siendo el rechazo por costos de arranque el más importante debido a que no se han actualizado al totalidad de los Parámetros de Referencia de los Participantes del Mercado o a que los Participantes del Mercado no realizan una estimación adecuada de sus costos de arranque.

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Ofertas rechazadas Ofertas evaluadas Porcentaje de rechazo

21

Gráfica 7 Porcentaje de los motivos de rechazo de ofertas

Fuente: Elaboración propia con datos del CENACE.

La Gráfica 8 muestra el comportamiento a través del tiempo de los tres motivos por los cuales se puede efectuar un rechazo. Es posible observar una tendencia a la baja en el rechazo por oferta incremental y Servicios Conexos, lo cual se puede explicar por una actualización de Parámetros de Referencia y por una reducción de los costos ofertados por parte de los Participantes del Mercado. En lo que se refiere al costo de arranque, se observa una cierta estabilidad en el rechazo de Ofertas, debido a que la actualización de Parámetros de Referencia no ha sido adecuada en este concepto.

La Gráfica 8 muestra el porcentaje correspondiente al rechazo por cada uno de los tres motivos, independientemente de que las Ofertas se rechacen por más de un motivo.

En el inicio de operaciones del Mercado Eléctrico Mayorista, la totalidad de las ofertas se rechazó por Servicios Conexos, sin embargo también el 25% de las Ofertas fueron rechazadas por la oferta incremental y el 12% por costos de arranque. El 30 de noviembre, el 77.8% de Ofertas se rechazó por costos de arranque, 40.2% por oferta incremental y 12.8% por Servicios Conexos.

Si bien la mayoría de las ofertas han dejado de rechazarse por oferta incremental o Servicios Conexos, alrededor del 85% de Ofertas no han dejado de rechazarse por costos de arranque. Es decir, si la Oferta de Venta de una Unidad de Central Eléctrica a mediados de marzo se rechazaba constantemente por costos de arranque, oferta incremental y servicios conexos, al final del año la Oferta de Venta de la misma UCE se rechaza únicamente por costos de arranque.

Arranque

Servicios Conexos

Oferta Incremental

1%

3% 24%

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5%

11%

29%

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Gráfica 8 Porcentaje de Ofertas por tipo de rechazo 27 de enero al 31 de diciembre de 2016

a La suma total del porcentaje de Ofertas rechazadas puede ser mayor a 100% debido a que las Ofertas pueden rechazarse por más de un motivo. Fuente: Elaboración propia con datos del CENACE.

Como resultado del proceso de evaluación histórica, aproximadamente el 75% de las Ofertas presentadas por los Participantes del Mercado fueron consideradas inconsistentes con los Parámetros de Referencia de las UCE, por lo que la UVM notificó tal situación a la Autoridad de Vigilancia del Mercado, quien instruyó al CENACE un recálculo de los precios del mercado y, en su caso, una rectificación de la facturación correspondiente, previa emisión del estado de cuenta respectivo.

En la Gráfica 9 se muestra el promedio móvil para siete días de los PML ponderados por zona de carga del Sistema Interconectado Nacional, donde el área correspondiente entre el Precio Marginal Local y el precio recalculado como resultado de la instrucción de la Autoridad de Vigilancia del Mercado presenta un promedio de -25.42% y un valor aproximado de 24 mil millones de pesos, sin embargo 99.5% de esta diferencia pertenecía a transacciones entre las empresas de generación de CFE y el Suministrador de Servicios Básicos, por lo que se tiene un costo evitado aproximadamente de 100 millones de pesos para el sistema.

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Costos de arranque Costos de oferta incremental Costos de oferta de Servicios Conexos

23

Gráfica 9 PML vs PML con recálculo en el SIN 29 de enero al 29 de julio de 2016

Fuente: Elaboración propia con datos del CENACE y cálculos propios del Monitor Independiente del Mercado.

3.3. REVISIÓN DE PARÁMETROS DE REFERENCIA

Las Bases del Mercado Eléctrico establecen que cuando un Participante del Mercado presente una Oferta que exceda los parámetros de costos registrados ante el CENACE o aquellos casos en los que las capacidades ofrecidas se encuentren por debajo de las capacidades registradas, el Participante del Mercado debe proporcionar las razones y documentación de costos que identifiquen y expliquen las diferencias en las Ofertas.

Como parte de las actividades de vigilancia, en el primer semestre de 2016, la UVM inició un proceso de actualización de los Parámetros de Referencia correspondientes a Unidades de Central Eléctrica con tecnología térmica. En este proceso, el MIM brindó apoyo a la UVM en la revisión de los Parámetros de Referencia de 81 UCE, de las cuales 27 pertenecían a productores independientes de energía.

En el segundo semestre de 2016, la UVM con apoyo del MIM realizó una segunda etapa de actualización de Parámetros de Referencia, en la cual se analizó la información proporcionada por la CFE de 231 UCE incluyendo pruebas del Límite de Despacho Económico Mínimo para algunas unidades. La Tabla 3 muestra los Parámetros de Referencia revisados en las dos etapas, donde se actualizó al menos un parámetro para 163 UCE; en el resto de los casos los responsables no presentaron documentación que justificara la modificación en los Parámetros de Referencia.

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PML recálculo PML Dif. porcentual

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Tabla 3 Parámetros de Referencia revisados Parámetros generales Parámetros de arranque Parámetros de generación

Nombre de la UCE Tipo de combustible Tipo de combustible

Clave de la UCE Consumo de combustible por tipo de arranque

Límites de Despacho Económico Mínimo y Máximo

Tipo de tecnología (convencional, ciclo combinado, carbón, etc.)

Consumo de agua por tipo de arranque

Nivel de tensión

Configuración (solo para ciclo combinado)

Consumo de sustancias químicas por tipo de arranque

Coeficientes de la función de producción-cantidad de combustible

Consumo de energía eléctrica para servicios auxiliares por tipo de arranque

Costos variables de operación y mantenimiento por generación

Costos variables de operación y mantenimiento por tipo de arranque

3.3.1. RESULTADOS DE LA REVISIÓN

La asesoría brindada por parte de la UVM y del MIM a los Participantes del Mercado para llevar a cabo el registro y actualización de sus Parámetros de Referencia tuvo un impacto inmediato en la operación eficiente del Sistema Eléctrico Nacional, puesto que contar con parámetros técnicos y de costos actualizados y fidedignos permite:

1. Disponer de insumos de calidad para los modelos del Mercado de Energía de Corto Plazo, lo cual repercute directamente en el cálculo de los Precios Marginales Locales.

2. Homologar las bases de datos del CENACE, de la UVM y del MIM con la información de los Participantes del Mercado, y con ello realizar la evaluación y análisis de las Ofertas con un entendimiento común de los insumos y de los cálculos establecidos por el Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo.

Adicionalmente, las pruebas de Límite de Despacho Económico Mínimo efectuadas por terceros o por los propios Participantes del Mercado brindaron una mayor certidumbre sobre las capacidades técnicas de las UCE así como un aumento en la flexibilidad al sistema. Cabe destacar que estas pruebas deben ser realizadas siguiendo estándares establecidos.

En particular, en los casos en que el valor de la prueba de Límite de Despacho Económico Mínimo resultó menor que el parámetro registrado, la flexibilidad de la UCE se vio incrementada al ampliar el intervalo de capacidad disponible para el cual es válida la función de producción – cantidad de combustible que modela su comportamiento de generación.

En términos de costos, y teniendo en cuenta que las disposiciones transitorias del Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo permiten considerar que el proceso de arranque finaliza cuando la UCE alcanza su Límite de Despacho Económico Mínimo, al tener un valor menor en esta prueba, entonces disminuyen los insumos involucrados en el arranque, como combustible, agua y energía eléctrica para servicios auxiliares, por lo que la oferta de arranque será menor.

La información disponible de las pruebas de Límite de Despacho Económico Mínimo permitió realizar un análisis de los registros del año 2011 y la información actualizada en 2016. El análisis consideró la información de 51 pruebas de Límite de Despacho Económico Mínimo de UCE del Sistema Interconectado

25

Nacional, de las cuales 32 corresponden a UCE con tecnología térmica convencional y 19 a UCE con tecnología turbogás.

Al realizar una comparación entre el Límite de Despacho Económico Mínimo de 2011, publicado oficialmente por la CFE en su portal de internet13, y los datos obtenidos de las pruebas de 2016, las UCE con tecnología térmica convencional presentaron un aumento en el intervalo de capacidad disponible de 979 MW, lo cual representa 15.8% de la suma de Límites de Despacho Económico Mínimos de dichas unidades. En el caso de las UCE con tecnología térmica turbogás se obtuvo una disminución del intervalo de capacidad disponible de 191 MW, lo cual representa una disminución del 196.9% de la suma de Límites de Despacho Económico Mínimos de dichas unidades14.

Como se puede apreciar en la Gráfica 10, el Límite de Despacho Económico Mínimo para todas las UCE con tecnología térmica convencional resultó ser menor que el valor registrado para 2011. En el caso de las UCE con tecnología térmica turbogás, se puede observar en la Gráfica 11 que solo 8 de las 19 unidades analizadas presentan un Límite de Despacho Económico Mínimo menor al registrado en 2011, el resto de las unidades presentan una diferencia considerable, del orden de 10 veces del valor registrado en 2011. Cabe mencionar que las UCE con tecnología térmica turbogás analizadas tienen una capacidad pequeña en comparación con las UCE con tecnología térmica convencional, debido a que estas unidades se utilizan como generación distribuida.

Gráfica 10 Comparativo de Límites de Despacho Económico Mínimos UCE con tecnología térmica convencional

13 Comisión Federal de Electricidad, 2011. 14 Los resultados presentados son aproximados, ya que los datos del portal de internet de la CFE no indican si son valores brutos o netos de capacidad.

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Unidad de Central Eléctrica

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Gráfica 11 Comparativo de Límites de Despacho Económico Mínimos UCE con tecnología térmica turbogás

3.4. OFERTAS DE GENERACIÓN ENTRE EL MDA Y EL AUGC

Como ya se ha mencionado anteriormente, los Participantes del Mercado envían sus ofertas iniciales en el MDA y después de que estas hayan sido recopiladas y registradas antes de las 10:00 horas del día anterior al Día de Operación pueden ser cambiadas para su uso en el AUGC (como límites de MW). Las ofertas recibidas en forma posterior a la hora de cierre, serán consideradas en los procesos de Asignación Suplementaria de Unidades de Central Eléctrica para Confiabilidad y en los procesos del Mercado de Tiempo Real. Posterior a esa hora, se cierra la ventana de recepción de Ofertas para el Mercado del Día en Adelanto y se inicia el proceso de asignación y despacho de Unidades de Central Eléctrica en el Mercado del Día en Adelanto. Por lo que debido a este cambio y ajuste en las ofertas los Participantes del Mercado podrían realizar prácticas que afecten el funcionamiento eficiente del MEM.

A continuación se presenta una comparación de la cantidad de generación (GW) que se ofertó en el Mercado del Día de Adelanto (MDA) y en la Asignación de Unidades de Central Eléctrica por Confiabilidad (AUGC), en otras palabras la generación total ofertada para el mercado en el MDA contra el AUGC.

En un mercado eléctrico competitivo maduro no debería existir un patrón consistente de diferencias entre ambas plataformas. Para la operación día a día se podrían esperar diferencias debido a cortes de energía, por el regreso anticipado de Unidades de Central Eléctrica o algunos eventos inesperados. Sin embargo, a largo plazo, la diferencia promedio entre la generación disponible en el MDA y el AUGC debería ser pequeña.

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Unidad de Central Eléctrica

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Gráfica 12 Comparativo de Generación entre el MDA vs tiempo real, mayo de 2016

Fuente: CENACE.

De acuerdo con las Bases del Mercado Eléctrico, los Generadores de energía eléctrica deben ofrecer la totalidad de sus capacidades disponibles para producir energía y Servicios Conexos de las Unidades de Central Eléctrica que representan.

La evidencia de una diferencia consistente podría indicar un problema técnico con el registro y la gestión de las ofertas, o la retención intencional de la capacidad por parte de los Participantes del Mercado. A esta última se le conoce como “Retención Física”, la cual tiene el propósito de elevar de manera arbitraria el precio de la electricidad en un mercado, por ejemplo, un Participante del Mercado con una cartera grande puede reducir la generación total ofertada en 1%, con la expectativa de que el precio se eleve entre un 2% y 3%. La pérdida de ingresos por generación del 1% sería compensada por la ganancia en ingresos por generación de la capacidad restante en propiedad del Participante del Mercado.

El incentivo para ejercer la retención en el Mercado Eléctrico Mayorista durante el año 2016 estuvo presente, debido a que el precio calculado en el MDA también se aplicó a la generación en tiempo real. En el ejemplo anterior donde el Participante del Mercado retiene el 1%, el participante pierde ingresos del MDA en 1%. Sin embargo, si el mismo participante reestablece la generación en la operación en tiempo real, el participante se beneficiará con la asignación del precio en el MTR para la generación que no se ofertó en el MDA. Por lo que el participante renunciaría a cualquier ingreso de generación debido a su incapacidad para ofrecer el 100% de su capacidad en el MDA si la retención física es detectada.

A continuación se analizan los datos de las ofertas enviadas en el MDA y las ofertas actualizadas para el AUGC durante 2016 para SIN, BCA y BCS.

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La Gráfica 13 muestra la variación promedio por hora entre la generación neta (GW) del AUGC con respecto a la del MDA y se observa que esta diferencia fue decreciendo durante el transcurso del año. Es importante mencionar que en febrero donde se observa una importante variación entre el MDA y el AUCG debido al arranque del mercado y la puesta a punto de los modelos del MDA y AUGC, de hecho hasta abril se inició un comportamiento normal de operación de ambos modelos.

Gráfica 13 Variación promedio horaria de generación entre el MDA y el AUGC

Fuente: Elaboración propia con base en información del CENACE

En la Gráfica 14 se observan las ofertas que se presentaron en el AUGC pero no en el MDA, estas ofertas se presentan como la diferencia porcentual respecto al total de ofertas en el MDA, es posible observar que las ofertas de UCE con tecnología renovable y las de los Contratos de Interconexión Legados fueron las que tuvieron las mayores variaciones al inicio del año y por el contrario las ofertas UCE con tecnología térmica tuvieron las menores variaciones durante todo el año. Es importante notar que las ofertas de UCE hidroeléctricas tuvieron una constante de diferencia de generación aproximadamente del 2% con respecto a las ofertas presentadas en el MDA.

Con respecto a las Unidades de Central Eléctrica con